公司钻井井控实施细则

公司钻井井控实施细则目录17190第一章总

则 117820第二章井控管理组织机构和职责 24661第三章

井控管理制度 25612第四章

井控设计 1324053第五章

井控装置的安装、试压检查和使用 197485第六章

油气层钻井过程中的井控方法 279840第七章

溢流关井后的解决 335第八章防火、防爆、防硫化氢方法和井喷失控的解决 34971第九章附则 40第一章总

则为了进一步推动公司（下列简称公司）钻井井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效地防止和避免井喷、井喷失控和井喷着火爆炸事故的发生，确保人员和财产安全，保护油气资源和生态环境，遵照天然气集团公司井控管理有关规定，根据《石油天然气钻井井控技术规范》（GB/T31033-）和《钻井井控技术规范》（Q/SY02552-），结合公司油气勘探开发业务实际，修订《公司钻井井控实施细则》至第五版。树立井控为天、井控为先、井控为重的井控理念，强化超前防止、全员、全方位、全过程防控的井控意识，立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控，坚持警钟长鸣、分级管理、强化监管、常抓不懈、根治隐患的工作方针，实施联责、联管、联动管理。井控管理的目的是杜绝井喷失控和井喷着火爆炸事故，杜绝有毒有害气体伤害事故，兼顾井控安全与油气层保护发现，实现井控绝无一失的工作目的。井控工作涉及井控管理、井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备和检查验收、油气层钻进的井控作业、防火防爆防硫化氢安全方法以及井控技术培训等七个方面。本细则合用于公司石油与天然气钻井井控全过程管理，全部进入公司承包钻井的钻井服务公司及其所属钻井队，以及有关专业技术服务单位，应严格执行本细则。第二章井控管理组织机构和职责井控工作实施公司、二级单位、作业现场三级管理，公司重要领导是公司井控工作的第一负责人，成立以重要领导为组长、分管领导为副组长，办公室、勘探开发部、党委组织部（人力资源部）、规划计划部、财务资产部、质量安全环保部、生产运行部、物资装备部、勘探开发一体化中心、质量安全环保监督中心、员工培训中心等有关部门（单位）为组员的井控管理领导小组，下设井控管理办公室。各生产建设单位重要负责人是本单位井控工作第一负责人，应建立健全本单位井控管理组织机构。公司各有关单位和部门应按照《公司各单位（部门）井控责任清单》推行对应的井控职责。钻井承包商及钻井技术服务公司应建立健全井控管理组织机构，明确管理责任，推行施工作业井控管理主体责任，单位及派驻的项目部重要负责人是井控工作第一负责人，钻井队队长为现场井控工作第一负责人。第三章

井控管理制度井控培训合格证制度（一）从事钻井生产、技术和安全管理的各级人员、现场操作和服务人员应持井控培训合格证上岗，人员以下：1.各级领导：井控第一负责人，主管生产、技术、安全的领导。2.普通管理人员：安全监督、钻井生产管理人员、基层队正副队长、基层队安全员、基层队指导员。3.专业技术人员：公司工程技术、井控管理人员、工程设计人员、基层队技术人员、欠平衡技术人员、工程监督。4.现场核心操作人员：基层队大班司钻、机械师、钻井技师、基层队正副司钻。5.现场普通操作人员：基层队井架工、基层队内外钳工。6.现场其它操作人员：坐岗人员、钻井液大班、大班司机、电器师。7.井控设备服务人员：井控车间技术、维修人员。8.有关专业人员：设计人员、地质监督、录井人员、钻井液人员、定向井人员、取心人员、测井人员、下套管人员、固井人员、半途测试人员、井下工程事故解决人员、其它技术服务人员。9.井喷专业抢险人员：井喷应急救援专业抢险人员。（二）未获得井控培训合格证的领导干部和技术人员无权指挥生产，工人无证不得上岗操作。凡未获得井控培训合格证而在井控操作中造成事故者将加重处分，并追究单位主管领导责任。（三）井控证管理1.承包商单位负责本身队伍应持证人员井控培训合格证的取换证工作，证件原件寄存于施工现场。2.井控培训合格证使用期为3年，到期应重新培训合格后上岗。3.建设单位和施工单位的井控管理部门和安全监督部门负责对井控证持证状况进行监督检查。4.在月度井控能力评定中，持续2次不达标者，井控管理部门有权规定进行重新培训。井控风险分级和队伍评定制度地质设计对施工井进行井控风险分级，建设单位根据风险分级成果安排对应井控能力的施工队伍。一级井控风险井选择井控能力评定为“优秀级”的队伍，二级井控风险井选择“良好级”以上的队伍，三级井控风险井选择“合格级”以上队伍。队伍井控能力评定每月开展一次，在专家月度巡视中开展，队伍初次进入未开展的，由建设单位通过“六个评定”拟定（附件11），队伍资质准入执行中石油有关规定，不得超资质范畴施工，持续2次评定为不合格的队伍列入黑名单管理。井控装置的配备、安装、检修和试压制度（一）井控装置涉及防喷器组、四通、套管头、防喷器控制装置、井控管汇、钻具内防喷工具、井控辅助装置等。（二）集团公司对井控装备生产厂家实施资质承认，全部井控装备及配件必须是经集团公司承认的生产厂家的产品，且经有资质的井控车间检测合格，装置铭牌齐全，出厂编号、检测报告与实物一致。（三）井控装置出厂时间达成下列条件的应报废：防喷器，防喷器控制装置，井控管汇。达成报废年限后确需延期使用的，须经第三方检查并合格，延期使用最长三年。防喷器发生承压件本体刺漏或有裂纹、承压件构造形状出现明显变形，法兰厚度最大减薄量超出12.5%，进行过两次补焊修复，主通径磨损量超出5mm，控制装置重要元件累计更换率超出50%，管汇使用中承压超出强度实验压力，管体壁厚减薄量超出12.5%的，应强制报废。（四）井控装置的安装、检测、试压严格执行Q/SY02552、SY/T5964及第五章中对应规定。（五）钻井承包公司应有专门机构负责本单位井控装置的管理、维修和定时现场检查工作，钻井队对在用井控装置的管理、操作、检查保养应定岗、定人、定时负责并做好统计。钻开油气层申报审批制度（一）钻开油气层前应做好下列准备工作：1.加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。探井和气井在进入油气层前50m～100m，按照下步钻井设计的最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检查（昭通区块的页岩气井只对钻开石牛栏常规气做承压实验）。2.调节井应由地质监督、工程监督和钻井队技术员三方按规定检查邻近周边500m范畴内注水、注气（汽）井停注、泄压状况。3.钻井队开展地质、工程、钻井液、井控方法等方面的技术交底。4.按设计规定完毕井控设备的安装和试压；5.钻井队完毕班组不同工况下的防喷演习，组织全队员工和井场其它单位人员开展井喷突发事件应急演习和消防演习。探井或含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，达成合格为止。6.开始执行双坐岗制度和钻井队干部24h值班制度。7.钻井液密度及其它性能符合设计规定，并按设计规定储藏压井液、加重剂、堵漏材料和其它解决剂，对储藏加重钻井液定时循环解决，避免沉淀，保持其性能符合规定。8.检查全部钻井设备、仪器仪表、井控装备、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装与否符合规定，功效与否正常，发现问题及时整治。（二）完毕自检自查问题整治后，钻井队向钻井承包公司和项目建设单位提交验收申请。项目建设单位和钻井承包公司共同构成验收组，按照附件10：《钻开油气层检查验收书》进行逐项检查，无问题后同意进入下步工序，如存在较大井控隐患，验收组提出限期整治规定，整治合格后方可同意钻开油气层。（四）有下列状况的，不准钻开油气层：1.未执行钻开油气层申报审批制度；2.未按设计储藏加重钻井液和加重材料；3.井控装备配备不能满足关井和压井规定；4.井控装备未按规定试压或试压不合格；5.内防喷工具配备不齐或失效；6.防喷演习不合格；7.井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。防喷演习制度（一）钻井队应组织作业班组按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况定时进行防喷演习，各班组每月多种工况最少开展一次。钻开油气层前，现场要组织一次全员参加的防喷演习和消防演习，达成合格规定。（二）钻进作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻杆应在5min内控制住井口，起下钻铤作业状态应在7min内控制住井口。（三）防喷演习关井操作采用硬关井（附件1）。（四）防喷演习统计涉及：井号、班组、时间、工况、组织人、参加人签名、演习状况简要描述、评定结论和改善意见（附件2）。（五）关井操作岗位分工1.司钻：发出警报，负责刹把及司钻控制台的操作，组织全班各岗位按关井程序关井快速控制溢流，关井完毕后负责将溢流关井状况报告值班干部。2.副司钻：负责远程控制台的操作，接受指令在远程控制台进行关井，同时传递防喷器开、关信息。3.井架工：起下钻发生溢流，完毕二层台操作，立刻离开二层台，到钻台配合井口操作。收到副司钻防喷器关闭信息后，负责关闭节流管汇放喷阀，将节流管汇解决节流状态，并统计套压。4.坐岗工：进行循环罐液面监测和起下钻灌浆状况，发现溢流立刻报告司钻。关井时，在钻台下观察闸板防喷器和放喷阀的开、关状况，并传递开、关信息。负责关井时放喷口点火，循环压井时除气器点火口点火。5.内钳工：配合外钳工完毕井口操作，协助司钻控制节流阀。关井后负责观察、统计立压。6.外钳工：配合内钳工完毕井口操作，并传递开、关信息。7.泥浆工：负责观察钻井液出口和钻井液罐液面状况，发现溢流立刻报告司钻。8.司机：完毕机房操作，站到可与司钻保持联系的位置，听候司钻的调遣。9.发电工：完毕发电房操作，站到可与司钻保持联系的位置，听候司钻的调遣。双坐岗制度（一）坐岗人员必须通过专业技术培训。（二）坐岗时间：全部井二开后开始坐岗。（三）实施井队坐岗工和录井队地质工双坐岗制度。（四）非油、气层每小时测定一次钻井液增减量，进入油气层前50m开始，每15min测量一次钻井液增减量，起下钻过程中核对钻井液变化量与否与钻具容积相符，如发现钻井液罐液面有变化、出口钻井液密度下降或钻井液中有气泡、油花等异常现象，应加密测量，并立刻报告司钻和值班干部。（五）坐岗统计涉及：时间、工况、井深、起下立柱数、钻井液灌入量、钻井液增减量、因素分析、统计人、值班干部签字等内容（见附件3）。钻井队干部24h值班制度（一）一级风险井在二开后，其它风险井在钻开油气层前100m及后来，钻井队干部必须坚持24h值班。值班干部监督检查井控责任制贯彻状况，对值班期间的坐岗统计、防喷演习、井控设备试压、班报表等签字验收，发现问题立刻组织整治。（二）当发生溢流、井涌或井喷及井下复杂等状况时，值班干部必须在现场指挥，组织岗位员工及时控制井口，启动对应应急预案。井控巡视制度（一）实施井控三级巡视，涉及：应急值班中心和现场监督日巡视、井控专家月度巡视、公司年度巡视。（二）视频及软件监控巡视内容：钻台异常及解决状况，灌浆方法执行状况、总池体积变化状况、全烃含量、压力监测、出入口钻井液密度状况、大钩载荷、转盘转速、井控设备安装拆卸过程井口受控状况等。（三）现场监督巡视内容：1.井控隐患问题整治闭环状况，核心岗位人员持证上岗状况，技术交底状况，提高系统、旋转系统、循环系统、控制系统运转状况；2.井控方法贯彻状况，涉及设计有关规定和井控细则执行状况，井控设备、液面监测报警装置有效性，钻井液性能数量、重浆和加重材料储藏，坐岗观察等；3.井口设备拆卸、试压、工具串出入井、下套管作业、溢漏解决、事故解决采用旁站监督；4.井控禁令执行状况，有权对违反禁令的行为提出解决意见；5.井控异常解决和应急处置状况。（四）月度巡视内容：1.开展设计符合性调查，对全井段三压力剖面预测精度，钻井液、井身构造和套管程序合理性，复杂状况提示精确度，井控方法执行状况，浅层气显示活跃度进行理解；2.开展井控设备和压井物资检查，鉴定现场应急物资与否满足早期处置需要；根据现场施工状况评定阶段性风险，做好风险提示，提出改善建议；3.检查生产建设单位、承包商井控职责的贯彻状况，以及生产建设单位对承包商日常井控工作的监督检查和考核状况；4.通过开展井控知识考试、访谈和现场演习等方式，对队伍井控能力进行评定分级。5.对日巡视状况进行检查。（五）年度巡视内容：1.集团公司、公司井控检查问题整治闭环状况；2.施工队伍评定分级和施工井井控风险匹配状况；3.井控细则和各项管理制度执行状况，井控职责推行状况，甲乙方三联管理执行状况，井控培训和演习开展状况，井控例会召开状况，开钻验收和打开油气层验收审批执行状况，溢流零报告和定时分析状况，井控应急联动和准备状况，日巡视和月巡视问题闭环状况，井控专家指导意见贯彻状况；4.通过演习检查甲乙方联合解决井喷突发事件的能力。井控明白人和井控专家驻井制度（一）钻井队每个班组要有1～2名井控操作全能型的“井控明白人”，掌握井控有关知识，熟悉井控装置性能，能解决设备异常状况，会判断溢流和井下异常，能组织关井和常规压井操作。（二）公司应建立井控专家库，井控专家应含有独立指导处置较大井控险情及井喷失控事故的能力，从长久从事钻井井控管理和技术工作的人员中选择。（三）一级风险井重点工况和复杂问题解决由公司安排井控专家驻井指导，二级风险井重点工况和复杂问题解决由建设单位安排专家驻井指导。监督巡井或驻井制度根据施工井、施工工序井控风险大小，由质量安全环保监督中心安排监督进行巡井或驻井，应满足以下规定：（一）一级、二级井控风险井进入二开后，必须实施监督驻井，其中一级风险井要同时安排地质监督和工程监督。（二）三级井控风险井由“合格级”队伍施工的，打开油气层后必须实施监督驻井，“优秀级”或“良好级”队伍施工的，可采用巡井监督。（三）事故复杂解决期间必须实施监督驻井。井喷突发事件逐级报告制度（一）事件分级1.一级井喷突发事件（Ⅰ级）发生井喷失控，并造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷，并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和周边居民的生命财产安全；引发国家领导人关注，或国务院、有关部委领导做出批示的井控事件；引发人民日报、新华社、央视、中央人民广播电台等国内主流媒体，或法新社、路透社、美联社、合众社等境外重要媒体负面影响报道或评论的井控事件。二级井喷突发事件（Ⅱ级）含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；油（气）井发生井喷失控，在12h内仍未建立井筒压力平衡，公司本身难以在短时间内完毕事故解决；引发省部级或集团公司领导关注，或省级政府部门领导做出批示的井控事件；引发省级主流媒体负面影响报道或评论的井控事件。三级井喷事故（Ⅲ级）油（气）井发生井喷，能够在12h内建立井筒压力平衡，公司本身能够在短时间内完毕事故解决。引发地（市）级领导关注，或地（市）级政府部门领导做出批示的井控事件。引发地（市）级主流媒体负面影响报道或评论的井控事件。（二）信息接受与报告1.发生Ⅰ级井喷突发事件时，公司和钻探公司在启动本身预案进行处置的同时，应在事件发生后30min内以电话形式上报集团公司总值班室，同时，内部钻探公司报告中油油服公司，公司上报勘探与生产分公司（附件8快报）；之后，在4h内续报信息（附件8续报），并根据状况变化和工作进展及时续报；每日7:00前报告最新状况；根据法规和本地政府规定，在事件发生后第一时间向属地政府主管部门报告。2.发生Ⅱ级井喷突发事件时，由公司和钻探公司进行联动处置，并在事件发生30min内电话报告集团公司总值班室、中油油服和勘探与生产分公司。事件处置结束后，公司和钻探公司在7d内将事件处置报告报集团公司井控办公室。3.发生Ⅲ级井喷突发事件时，由建设单位和承包商单位进行联动处置，建设单位在事件处置结束后7d内将事件处置报告报公司井控办公室，审定后报集团公司井控办公室。（三）报告内容见附件8，涉及：1.施工钻井队、井号、井别、地理位置；2.发生井喷时间、井喷前正在进行的工作内容；3.井喷类型、即环空井喷或是钻具内井喷；4.喷出物（油、气、水）、喷出高度、与否含硫化氢气体；5.井喷与否失控、与否着火；6.井身构造、井深、地层、井内钻具构造及长度；7.井控设备工作状况；8.钻井液性能，关井套压、立压数据；9.现场钻井液和加重材料的储藏状况；10.已经和正在采用的井喷解决方法。井控例会制度（一）进入油气层前100m，钻井队应组织向钻井现场有关人员进行工程、地质、钻井液、井控装置、井控方法等方面的技术交底。二开后每七天应召开一次井控工作例会。（二）建设单位每季度与钻井承包公司（项目部）联合召开一次井控例会，公司每六个月召开一次井控例会。第四章

井控设计井控设计是地质设计和工程设计的重要构成部分，设计部门要严格按照井控细则和有关原则规定进行井控设计，针对钻井过程可能存在的井控风险，提出各次开钻的井控技术方法。地质设计要根据井控风险进行分级，工程设计根据地质设计提示的风险拟定井控装备配备和井控风险防控方法。钻井井控风险分级以下：（一）三高油气井概念含硫油气井：地层天然气中硫化氢含量不不大于75mg/m3（50ppm）的井。高含硫油气井：地层天然气中硫化氢含量不不大于1500mg/m3(1000ppm)的井。高压油气井：地层压力不不大于或等于70MPa的油气井。高产油气井：天然气无阻流量不不大于或等于100×104m3/d的油气井。（二）井控风险分级鉴别条件：一级风险井：新区预探井、高压油气井、含硫油气井、高产油气井。二级风险井：预探井、评价井、含浅层气开发井。三级风险井：不含浅层气的开发井、煤层气井。地质设计中提供的井位要符合下列条件：油气井井口距离高压线及其它永久性设施不不大于75m；距民宅不不大于100m；距铁路、高速公路不不大于200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场合等不不大于500m；油气井之间的井口间距不不大于5m；高压、高含硫油气井井口距其它井井口之间的距离不不大于钻进本井所用钻机的钻台长度，且不不大于8m。若因特殊状况不能满足上述规定时，由公司组织井控、安全、工程部门、建设单位共同进行安全评定，确认风险可控，建设单位贯彻风险防控方法后方可实施。地质设计前，建设单位应对井场周边500m（含硫油气井探井3000m，开发井m）范畴内的居民住宅、学校、厂矿（涉及开采地下资源的矿业单位）、国防设施、饮用水资源状况以及风向变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注阐明。特别需标注清晰诸如煤矿等采掘矿井井口位置及坑道的分布、走向、长度和离地表深度；在江河、干渠周边钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。钻井地质设计应根据物探资料及本构造邻近井和邻近构造的钻探状况，提供本井地层孔隙压力、地层坍塌压力和地层破裂压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检查资料），浅气层资料，油气水显示和复杂状况，以及邻井井身构造，水泥返高，固井质量及邻井注采层位和动态压力等资料。在已开发调节区钻井，地质设计中应明确要及时查清周边500m范畴内注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）状况，提供分层动态压力数据，并在钻开油气层之前应采用对应的停注、泄压和停抽等方法，直到对应层位套管固井候凝完为止。在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，工程设计中明确对应的安全和技术方法。对探井、评价井因地质因素需要变更井深时，地质设计部门应出具书面的更改设计告知书（或补充设计）。工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一种安全附加值：（一）油、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa～3.5MPa；（二）气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa～5.0MPa。（三）煤层气井为0.02g/cm3～0.15g/cm3。具体拟定钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度和大小、预测油气水层的产能、油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套等状况。含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取上限。工程设计中明确对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻预（监）测技术，并规定在施工中绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻成果，及时调节钻井液密度。工程设计中应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储藏量，按下列规定进行设计：（一）一级风险井：储藏不低于1倍井筒容积的加重钻井液，同时储藏能配制不低于1倍井筒容积加重钻井液的加重材料和解决剂。（二）二级风险井储藏与正用泥浆体系相对应的2.20g/cm3重泥浆40m3或2.0g/cm3重泥浆60m3，同时储藏2个重晶石粉罐（60t）。（三）三级风险井1.开发井储藏不低于0.5倍井筒容积的加重钻井液，每台钻机配备重晶石粉40t。2.煤层气井应储藏不低于1倍井筒容积的清水，同时储藏能配制不低于1倍井筒容积加重钻井液的加重材料和解决剂。（四）加重钻井液密度按对应井段最高预测地层压力当量密度附加0.30g/cm3拟定，若实钻地层压力高于最高预测地层压力时，加重钻井液密度作对应调节。（五）钻井工厂化作业，能够共享储藏加重钻井液及加重材料，但须连接好倒浆管线及泵。钻井工程设计应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身构造和套管程序，并满足以下规定：（一）同一裸眼井段内原则上不应有两个以上压力梯度差值超出0.3MPa/100m的油气水层。（二）探井、超深井、复杂井的井身构造应充足预计不可预测因素，留有一层备用套管。（三）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于100m，表层或技术套管下深应封住开采层并超出开采段100m以上。（四）套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量，页岩气开发井表层套管管串可不下套管附件。（五）水泥返高规定：1.表层套管下深应满足井控安全、封固浅水层、疏松地层、砾石层的规定，且其坐入稳固岩层不少于10m，固井水泥应返至地面。2.技术套管固井水泥返高（1）技术套管材质、强度、扣型、管串构造设计应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全以及下一步钻井中应对地层不同流体的规定，页岩气井技术套管应设计为气密封扣。水泥应返至套管中性（和）点以上300m。（2）高含硫、高压油气井、环境敏感地区油气水井技术套管固井水泥应返至地面。（3）页岩气井技术套管固井水泥全部返至地面。3.生产套管固井水泥返高（1）生产套管材质、强度、扣型、管串构造设计应满足固井、完井、井下作业及油气生产规定，无技术套管井，生产套管固井水泥应返至地面。受地质条件限制无法返至地面时，应返至表层套管内或油气水层以上300m。（2）有技术套管井，油水井生产套管固井水泥应返至技术套管内或油气水层以上300m，浅层页岩气井水泥浆返至地面，三开井身构造中深层页岩气井水泥浆最少返至技术套管以上500m。（3）高含硫油气井生产套管和固井水泥应含有抗酸性气体腐蚀能力，应返至地面，水泥环顶面应高出技术套管封固的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计规定的井段以上100m。（4）注入井、转注井和储气库注采井生产套管固井水泥应返至地面。（5）环境敏感地区油气水井生产套管固井水泥应返至地面。（6）煤层气井生产套管固井水泥应返至地面。受地质条件限制无法返至地面时，应返至煤层、水层300m以上。工程设计应明确每层套管固井开钻后，按SY/T5623-《地层压力预（监）测办法》规定测定套管鞋下易漏层的破裂压力（裂缝性碳酸盐地层可不做地层破裂压力实验）。对于碳酸盐地层，在钻开气层前及下套管固井前，需进行地层承压实验，以满足安全钻进及完井。丛式井组工程设计应提示邻井井身构造、井口坐标、地面海拔、钻机补心高、井眼轨迹和防碰扫描的数据和图表，并做出防碰施工提示，各井的表层套管下深宜交替错开10m以上，邻井造斜点深度差宜不不大于30m，其它内容参考SY/T6396-《丛式井平台布置及井眼防碰技术规定》。工程设计中应明确井控装置的配套原则（一）防喷器压力等级原则上应与对应井段中最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋处地层破裂压力、地层流体性质等因素。根据不同的井下状况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式。（二）一级风险井双四通+双闸板防喷器+剪切闸板防喷器+环形防喷器。管汇按照35MPa或70MPa压力等级组合进行安装（附件7图A.13）。（三）二级风险井：四通+双闸板防喷器+环形防喷器或四通+双闸板防喷器+旋转防喷器（附件7图A.6）。管汇按照35MPa或70MPa压力等级组合进行安装，如安装旋转防喷器，应按照控压钻井规定单独安装节流管汇。（四）三级风险井1.油井、页岩气井：四通+双闸板防喷器+环形防喷器。管汇按照21MPa、35MPa或70MPa压力等级组合进行安装。2.煤层气井：1500m以浅的井应根据地层压力系数、环境因素等状况由设计决定与否安装防喷器，地层压力系数不不大于1.0的井应安装防喷器，1500m以深的探井应安装防喷器。井控装置为四通+单闸板防喷器（或四通+防喷导流器）。井口装置和管汇安装按照附件7图A.15。（五）工程设计中绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出对应的安装、试压规定。（六）工程设计中明确液面监测报警装置及其它井控监测仪器仪表、钻井液解决装置和灌注装置的配备规定。工程设计应根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采用增产方法和后期注水、修井作业的需要，按照GB/T22513《石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树》规定，选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。工程设计应对同一区域曾发生的井喷、溢流、井漏等状况进行描述和风险提示，涉及浅气层的井控技术方法。如需采用欠平衡钻井或控压钻井，工程设计应明确施工队伍资质规定，根据地质适应条件和设备条件，制订有针对性的井控设计。第五章

井控装置的安装、试压检查和使用井控装置的安装涉及钻井井口装置、控制系统、井控管汇管线、钻具内防喷工具及井控辅助装置的安装。防喷器控制系统涉及液压远程控制台、司钻控制台（值班房辅助控制箱等）、节控箱及液气传输管线。钻井井口装置的安装规定：（一）各次开钻井口装置安装，要确保四通出口高度始终不变；防喷器通径中心与转盘、天车的中心三点在一条垂线上，偏差不不不大于10mm；校正后四角用φ16mm钢丝绳双股（用同规格的双绳卡牢固），用M20mm×L500mm及以上反正螺栓紧固，绷绳不能影响防喷器侧门的启动；防喷器顶部安装防溢管时、用螺栓连接，不用的螺孔用丝堵堵住。防溢管与防喷器的连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。（二）防溢管处应装大小适宜、能完全遮挡住封井器的挡泥伞，确保防喷器组及四通各闸阀清洁。（三）冬季施工，若气温低于0℃，井口装置及井控管汇应采用保温方法，确保封井器、闸阀等开、关灵活。（四）防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处在常开状态，节流管汇1#、4#闸阀（手动或液动阀）必须接出井架底座以外。每个闸阀要编号挂牌。含有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端支撑牢固，其中心与锁紧轴的夹角不不不大于30°，手动锁紧杆离地面高度超出1.6m应安装手轮操作台。操作杆手轮端必须挂牌标明开（关）方向及开（关）究竟圈数，并安装旋转圈数计数器，锁紧到位后严禁回旋，解锁到位后回转1/4～1/2圈。（五）四通的配备及安装、套管头（或底法兰）的安装应符合SY/T5964-《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》和SY/T6789-《套管头使用规范》中对应规定。防喷器控制系统安装规定：（一）远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线有2m以上距离，周边留有宽度不少于2m的人行通道，周边10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；使用电动钻机，远程控制台能够安装在井架左后侧，应与井架大门平行并朝向前场，后门处在常闭状态。（二）管排架（液控管线管束）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不应在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管。（三）总气源应从气源房单独接出与司钻控制台气源分开连接，配备气源排水分离器，并保持工作压力；远程控制台应使用通径不不大于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管线、管束，剩余的管线管束盘放在靠远控台的管排架上。（四）控制系统、紧急照明（防爆探照灯）电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制；（五）无压力时距油箱顶面不不不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa，储能器压力要始终保持在17.5～21MPa范畴内，环形防喷器压力8.5～10.5MPa，管汇压力10.5±1.0MPa。远程控制台与司钻控制台上的储能器压力误差不不不大于1MPa，管汇压力及环形压力误差不不不大于1MPa。（六）远程控制台压力换向阀（手柄）开关状态应是：环形在中位、闸板在工作位置，旁通阀、液控闸阀也在工作位置。控制剪切闸板的手柄应安装避免误操作的限位装置，控制全封闸板的的手柄避免误操作的防护罩。（七）司钻控制台应安装在有助于司钻操作的位置并固定牢固，司钻控制台上不应安装操作剪切闸板的控制阀。（八）节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。待命状态时，油面高30～50mm，气源压力0.6～0.8MPa，油压1.4～3MPa（孔板式节流阀，油压5～6MPa），气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，电动节流控制箱的阀位启动度18～23mm；正常状态下节流控制箱套压表常开、立压表可常关，套压表传感器安装在节流管汇五通上、节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。（九）液控管线应按控制对象对“开”、“关”进行编号标记，然后对号与液控装置和防喷器连接；液控管线与防喷器、液动闸阀连接接口处应使用90～120°弯头。井控管汇安装规定：（一）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材，额定工作压力不不大于35MPa的防喷管线宜采用钢制管线，二、三级风险井可采用品有集团公司资质准入的高压耐火软管线。35MPa及下列压力等级的钻井液回收管线能够使用高压耐火软管线。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。（二）防喷管线、节流管汇和压井管汇要安装高、低量程抗震压力表，配套安装截止阀，低压量程表处在常关状态。压力表每6个月检测一次，应有检测合格证。（三）防喷管线应采用原则法兰连接，压力等级与防喷器压力等级相匹配，通径不不大于78mm，长度超出7m的要固定牢固。放喷管线与节流、压井管汇的连接采使用方法兰连接；井深不不大于3000m的区域探井、气井、高含硫油气井，地层压力不不大于35MPa的井放喷管线应使用钢圈法兰连接，其它井能够使用通径不不大于78mm钻杆作为放喷管线。任何井控管线都不允许现场焊接。（四）钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢固，转弯处应使用角度不不大于120°的铸（锻）钢弯头，其通径不不大于78mm，管线与罐体接触处要垫好胶皮并固定牢固。（五）放喷管线安装规定：1.布局要综合考虑本地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及多种设施等状况。2.放喷管线通径不不大于78mm，不允许现场焊接，两条管线走向一致时，应保持间距不不大于0.3m，并分别固定。3.放喷管线宜平直接出井场，普通状况下规定向井场两侧或后场引出；行车处应有过桥盖板，其下的管线应无接头，若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度不不大于120°的铸（锻）钢弯头或90°带抗冲蚀功效的弯头，不得采用高压软管连接。4.放喷管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口100m以上的安全地带，出口处不能有障碍物，并距多种设施不不大于50m；除常规气井和含硫气井外，如受井场合限，不能满足上述规定的，压井管汇处的辅放喷管线能够不接，节流管汇主放喷管线须接至井场最边沿，但井场必须有足够备用的管线、钢圈、螺栓及工具，且钻井队应做好应急方法和预案。5.放喷管线出口采用双压板固定，同时应安装燃烧筒，燃烧筒法兰距最后一种固定压板不超出1m。6.管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩（基墩重量不不大于500kg,尺寸不不大于0.8m×0.8m×0.8m）加地脚螺栓（其直径不不大于20mm，长度不不大于0.5m）或地锚或预制基墩固定牢固，固定放喷管线的使用10×60mmU型卡子卡牢固。钻具内防喷工具配备和使用规定：（一）钻具内防喷工具涉及方钻杆上下旋塞阀、顶驱旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆及工具。（二）钻具内防喷工具的额定工作压力应不不大于井口防喷器额定工作压力。（三）应使用方钻杆旋塞阀，并定时活动；钻台上配备与钻具尺寸、扣型相符的钻具止回阀或旋塞阀，应处常开状态，并配备抢装工具。（四）油气层作业使用方钻杆时，钻台坡道上准备一根防喷单根；使用顶驱时，准备一种防喷立柱。若需入井的防喷单根、防喷立柱应使用止回阀，不适宜使用旋塞。（五）高含硫油气层作业应在钻具上加装近钻头钻具止回阀，在解决事故、复杂状况及特殊作业时不装。井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置应符合以下规定：（一）井队应配备坐岗房。钻井液循环罐配备液面监测装置，要能直接读出罐内钻井液增减量，以立方米为刻度单位，配液罐有容积计量标尺，报警设立上下限不得超出±2m3。（二）一、二级风险井和三级风险井中的页岩气井应安装液气分离器和除气器。（三）液气分离器安装在节流管汇的外侧，用四或三根直径不不大于φ12.7mm的钢丝绳作绷绳固定牢固；安全阀按规定进行校验，安全阀泄压出口指向井场右侧。（四）液气分离器入口管线使用内径不不大于78mm的高压耐火软管线，并用基墩固定；高压耐火软管线压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一致；进液管线应使用高压法兰连接，排气管线采使用方法兰连接，排气管线内径不不大于排气口直径，排气口接出距井口50m以远，有点火条件的安全地带；排气口要与放喷管线出口有一定的距离，不适宜安放在同一位置；排气口端应安装带有防回火装置、点火装置的火炬燃烧筒；排气管线每10m～15m固定牢固，固定基墩重量不低于500kg；泥浆出口管线使用硬管线或软管线（需固定，防下垂）联接，其通径不不大于分离器泥浆管出口通径。（四）除气器出液口和进液口应不在同一罐内或有适宜的距离；排气管线能够使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外。使用液气分离器且使用200目及以上振动筛筛布时可不使用除气器。井控装置的试压（一）在井控车间，应对防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等做1.4MPa～2.1MPa的低压实验和额定压力实验，节流管汇按各控制元件的额定压力分级试压。（二）现场试压。在钻井现场安装好后，井口装置应作1.4MPa～2.1MPa的低压实验。在不超出套管抗内压强度80%的前提下进行，环形防喷器封闭钻杆实验压力为额定压力的70%，闸板防喷器、压井管汇、防喷管线实验压力不超出防喷器额定压力；放喷管线实验压力不低于10MPa；防喷器控制装置做一次可靠性试压。（三）试压稳压时间不少于10min，低压压降不超出0.07MPa，高压压降不超出0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。现场试压需出具试压曲线，由井队技术员填写试压统计，钻井监督现场确认并签字。煤层气单闸板防喷器现场试压只需实验高压，不需要提供试压曲线，但试压过程应有监督在场，并在试压统计上签字。（四）钻开油气层前及更换井控装置部件后进行试压，试压介质除防喷器控制装置采用液压油试压外，其它均为清水，严寒地区冬季可加防冻剂。（五）每一级套管头本体安装完毕，应按阐明书规定对悬挂器与套管头本体、悬挂器与套管、套管与套管头本体以及套管头上部本体和下部本体法兰钢圈槽的密封进行密封性实验。实验压力为套管抗外挤强度的80%与套管头连接法兰额定工作压力两者最小值，稳压10min，压降应不不不大于0.7MPa。（六）采油（气）井控装置在井控车间和上井安装后，试压稳压时间不不大于30min，允许压降不不不大于0.5MPa，密封部位无渗漏为合格。井控装置的检修（一）现场应定时对在用井控装置和工具进行检查、维护保养，确保井控装置随时处在正常工作状态，认真填写保养、检修和试压统计。（二）井控装置每3个月现场检查一次；区域探井、评价井使用的井控装置，每6个月由井控车间回收检测一次，其它井每12个月回车间检测一次；液气分离器每3年检测一次。防喷管线每年探伤一次，放喷管线每三年探伤一次，若压井作业使用过井控管汇，则完井后必须经检查探伤合格后才可使用。（三）现场检查内容：1.环形防喷器检查外观，做封钻具关闭实验，不做封空井实验；2.闸板防喷器检查外观，对闸板总成表面、壳体顶密封面及壳体垫环槽进行涂润滑脂防锈解决，侧门螺栓涂铜粉润滑脂，对防喷器全封、半封、变径闸板进行关闭实验，剪切闸板进行密封性实验。井控装置的使用（一）环形防喷器不适宜长时间关井，环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超出14MPa状况下，允许以不不不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头。（二）含有手动锁紧机构的闸板防喷器关井时，应用手动锁紧闸板；打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁必须一次性到位；含有液动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应观察液动锁紧状态。（三）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器；严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。（四）现场检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板、密封件时，两侧门不能同时打开。（五）钻开油气层后，定时对闸板防喷器进行开、关活动。（六）距井控车间100km以外的现场应备有与在用闸板同规格的半封闸板和对应的密封件，现场配备拆装工具和试压工具。（七）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T5964-《钻井井控装置组合配套安装调试与维护》中的对应规定执行。（八）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急状况下才干使用其二次密封功效，且止漏即可，待紧急状况解除后，立刻清洗更换二次密封件。（九）手动平行闸板阀开、关究竟后，带省力机构的应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完毕，不允许半开半闭和作节流阀用。（十）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；最大允许关井套压值在节流管汇处用标示牌标记（按附件6格式）；节流管汇和压井管汇应采用防堵、防漏、防冻方法；井控管汇上全部闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。第六章

油气层钻井过程中的井控方法钻开油、气层后，每次起下钻（离上次活动时间超出5d）对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。定时对井控装置按规定进行试压。钻井队应严格按钻井工程设计选择钻井液类型和密度值。钻井中探井要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经同意后才干实施。但若遇紧急状况（溢流、井涌等），钻井队可先主动解决，再及时上报。发生卡钻需泡油、混油或因其它因素需适宜调节钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不应不大于裸眼段中的最高地层压力。新入井钻头开始钻进前，钻井液性能或钻具组合发生较大变化时，以及持续钻进300m～500m应做低泵冲实验。以1/3～1/2钻进流量检测循环压力，并做好泵冲数、流量、循环压力、井深、钻井液密度、钻头尺寸等统计。若受钻机限制，以本钻机能够达成的最低流量做低泵冲实验。下列状况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：（一）钻开油气层后第一次起钻前；（二）钻进中曾发生严重油气侵起钻前；（三）溢流压井后起钻前；（四）调低井内钻井液密度后起钻前；（五）取心前一趟钻；（六）目的层水平钻井后起钻前；（七）钻开油气层井漏堵漏后起钻前；（八）需长时间停止循环进行其它作业（换封井器、测井、下套管、下油管、半途测试、划眼等）起钻前。检查油气侵和溢流的基本作法以下：（一）普通状况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一种循环周，循环检测油气上窜速度。油气上窜速度计算公式采用“迟届时间法”，同时根据井深附加一定的附加时间，深井（不不大于4000m）附加时间不适宜不大于8h，否则，应循环排除受侵污钻井液并适宜调节钻井液密度后再起钻。（二）特殊状况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一种起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一种循环周。若油气侵上窜速度不不大于等值时间，应调节解决钻井液；若油气侵上窜速度不大于等值时间，便可正式起钻。起、下钻中避免溢流、井涌、井喷的技术方法执行下列规定：（一）保持钻井液有良好的造壁性和流变性，避免钻头泥包。（二）起钻前充足循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超出0.02g/cm3。每次短程起下钻都应测油气上窜速度，满足安全规定才干进行起下钻作业。（三）起钻必须灌钻井液。每起下3～5柱钻杆、1柱钻铤统计一次灌入或返出钻井液体积，及时校核，发现异常状况,应停止起钻作业，进行观察，如有溢流，应及时关井求压；如有井漏，应及时采用对应方法。（四）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超出0.5m/s；（五）在疏松地层，特别是造浆能力强的地层，遇阻划眼时应保持足够的循环流量，避免钻头泥包。（六）起钻完后应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数，并观察出口的钻井液返出状况，严禁空井状况下进行设备检修。（七）下钻中应控制钻具下放速度，避免因井下压力激动造成井漏。若静止或下钻时间过长，必要时应分段循环钻井液。（八）因故停等时，应将钻具起（下）到套管鞋内，停等期间根据油气上窜速度定时下钻到井底循环。发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。若需对气侵钻井液加重，应首先停止钻进，对钻井液进行循环除气后进行加重，严禁边钻进边加重。加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常状况，应立刻报告司钻。并按下列规定解决：（一）钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等状况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好统计。（二）起下钻中注意观察、统计、核对起出（或下入）的钻具体积和灌入（或流出）的钻井液体积；要观察悬重变化以及避免钻头堵塞的水眼在起钻或下钻半途忽然打开，使井内钻井液面减少而引发井喷。（三）发现溢流要及时发出报警信号：报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。（四）做到发现溢流立刻关井，疑似溢流关井检查。按关井操作规定程序快速关井，关井后应及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞，若条件允许，控制溢流量在允许范畴内，尽量多下钻具，然后关井。钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，方便关井观察。采用定时、定量反灌钻井液方法，保持井内液柱压力与地层压力平衡，避免发生溢流，其后采用对应的方法解决井漏，需起下钻更换钻具堵漏时，应采用防喷方法。高度重视漏转喷风险防备，把失返性井漏当做溢流前兆来看待，溢漏同层井实施井控专家驻井指导，窄密度窗口推广应用精细控压钻井技术。定向钻井、取心钻进井控规定（一）不应在目的层和含硫油气层钻进中使用有线随钻仪进行随钻作业。（二）油气层采用吊测方式测斜前井内应平稳，满足安全测斜时间。若测斜过程中发生溢流，当危及井控安全时应立刻剪断电缆控制井口。（三）在井口取心工具操作和岩心出心过程中发生溢流时，立刻停止出心作业，快速抢接防喷钻杆或将取心工具快速提出井口，按程序控制井口。测井、固井、半途测试、射孔、原钻机试油等作业时应做好以下井控工作：（一）测井前井内状况应正常、稳定；测井前，应对现场作业人员进行技术交底，就井控风险防控、硫化氢防控提出规定，明确应急处置程序；若电测时间超出等值时间，应半途通井循环再电测。（二）三高油气井测井前，测井队应与钻井队联合开展防喷、防硫化氢演习；带压测井防喷装置压力等级应满足井口控制压力规定；带压测井期间应观察统计套压，发现异常及时上报。（三）电测完，固井技术负责人员要到现场和钻井队一起开技术协作、交底会，明确职责分工、井控风险控制方法和应急程序；下套管前，应换装与套管尺寸相似的防喷器闸板；固井全过程（起钻、下套管、固井）确保井内压力平衡，特别避免注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。常规油气井油气层套管固井水泥返高应返到上层套管鞋以上500m以上，侯凝期间最少24h之内不能泄压和拆除井控装备；三高油气井、使用特殊工艺和特殊水泥固井的油气井，严格按固井设计规定执行。（四）半途测试要有施工设计，并提出井控规定；测试前要调节好钻井液性能，确保井壁稳定和井控安全；（五）三高油气井测试时，应提前连接压井流程，按设计准备充足的压井材料、设备和水源，以能满足压井需要；原则上，含硫化氢油气层半途测试应使用抗硫管柱。（六）半途测试和先期完毕井，在进行作业前观察一种作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置安装、试压合格的前提下进行。（七）测井时发生溢流应尽快起出井内电缆。当不含有起出电缆条件，泥浆涌出转盘面时，能够实施剪断电缆，由钻井队队长决定何时切断电缆并进行关井作业，测井队应配备电缆切断工具并负责在井口处实施剪断电缆工作。不允许用关闭环形防喷器的办法起电缆。（八）录井队应按设计规定，在循环罐、计量罐安装液面检测传感器，并定时校正；安装固定式气体检测仪；在含硫区域或新探区作业时，还应安装固定式硫化氢检测报警系统及声光报警系统，配备便携式气体检测仪、呼吸器等；测量出口钻井液密度、液面变化量、气测值、氯根含量等，计算油气上窜速度和高度等；录井检测系统中液面（总池体积）报警值的设立不应超出2m3，发现溢流或硫化氢显示要立刻报告当班司钻；当班人员要每2h核对一次钻井液量，异常或特殊状况下加密和对次数；录井队应为钻井队提供显示终端。浅层气防控。（一）含有浅层气的井，在打开浅层气之前建设单位要组织钻开油气层验收；在浅层气层位钻进时，钻具组合必须加装内防喷工具，每钻进一种单根充足循环脱气，待井底岩屑、后效返出后方可进行接单根作业；钻进至浅层气下部至目的层前，必须做承压实验。（二）打开油气层后的起钻、测井及下套管之前必须进行短程起下钻测试油气上窜速度，计算安全周期。（三）钻遇裂缝性气藏，应先打水泥封固浅层气层后再钻开下部目的气层。欠平衡钻井、控压钻井等特殊工艺井井控规定按Q/SY02552—《钻井井控技术规范》执行。第七章

溢流关井后的解决任何状况下关井，其最大允许关井套压不得超出井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和单薄地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。关井后应根据关井立管压力和套压的不同状况，分别采用以下的对应解决方法：（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力减少所致，其解决办法以下：1.当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环，排除侵污钻井液即可。2.当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检查，决定与否调节钻井液密度，然后恢复正常作业。（二）关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井办法压井：1.全部常规压井应始终控制井底压力略不不大于地层压力。2.根据计算的压井参数和该井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储藏状况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井办法的优缺点选择其压井办法。3.天然气溢流不允许长时间关井而不作解决。在等待加重材料或在加重过程中，视状况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略不不大于地层压力排放井口附近含气钻井液。若等待时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，避免井口压力过高。4.空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等办法进行解决；在含硫井发生溢流，宜采用压回法进行解决。5.压井作业应有具体的计算和设计方案，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位贯彻等工作。施工中安排专人具体统计立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照进行压井。压井结束后，认真整顿《压井作业单》。第八章防火、防爆、防硫化氢方法和井喷失控的解决井场钻井设备的布局要考虑防火的安全规定。在草原、苇塘、林区、自然保护区进行钻井作业时，应采用有效的防火隔离方法。井场布局应充足考虑放喷管线接出所需通道，最少在一种主放喷口修建燃烧池，尺寸为：一级风险井燃烧池露面外边尺寸分别为：13m×7m×3.5m，正对燃烧筒的墙厚0.5m，燃烧池周边防火隔离带距离不不大于50m；二、三级风险井燃烧池露面长、宽、高外边尺寸分别为：6m×3m×3m，燃烧池周边防火隔离带距不不大于25m，正对燃烧筒的墙厚0.25m。发电房、值班房、录井房、储油罐的摆放满足下列规定：储油罐与发电房相距不不大于20m；油罐距放喷管线不不大于3m；值班房、发电房、化验室等井场工作房、储油罐距井口不不大于30m；地质房、录井仪器房距井口不不大于30m；生活区距离井口不不大于300m(煤层气井钻井现场的生活区与井口应不不大于30m，值班房、库房等井场工作房距井口应不不大于20m。若因特殊状况不能满足上述规定时，由建设单位组织进行安全评定，经建设单位安全主管领导同意后，报公司安全生产主管部门备案方可实施。井场电器设备、照明器具及输电线路的安装按SY5225-《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》中的对应规定执行。距井口30m以内全部电气设备应符合防爆规定，电缆不应有接头，发电机应配备超载保护装置，电动机应配备短路、过载保护装置。井场内严禁烟火，钻开油气层后应避免在井场使用电焊、气焊。钻井用柴油机排气管无破漏和积炭，并有冷却灭火装置，出口不朝向油罐。消防器材的配备执行Q/SY08124.2-《石油公司现场安全检查规范第2部分：钻井作业》，并定岗、定人、定时维护保养。井场消防室应配备：35kg干粉灭火器3具，8kg干粉灭火器10具，5kg二氧化碳灭火器2具，消防斧2把，消防钩2支，消防铲6把，消防桶8只，65mm消防水龙带150m，直径19mm直流水枪2支，消防砂不少于4m3。钻台、机房、发电房、电控房、振动筛处、油罐区等处各配备8kg干粉灭火器2具，电动钻机有关配套的SCR房、MCC房、VFD房各配备5kg二氧化碳灭火器2具。井场应设立消防栓2支，消防水泵1台，储藏30m3以上的消防用水。含硫油气井应严格执行SY/T5087-《硫化氢环境钻井场合作业安全规范》，避免硫化氢等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，避免人身伤亡和环境污染，最大程度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏。（一）应将风向标设立在井场及周边的点上，确保井场合有人员在任何区域都能看得见一种风向标。位置可觉得：现场周边的立柱，临时安全区，道路入口处，井架上，消防器材室等。（二）在钻台上、井架底座周边、振动筛、循环罐等气体易聚积的地方应安装防爆通风设备，以驱散工作场合所弥散的硫化氢。（三）配备硫化氢监测仪器和防护器具：固定式硫化氢监测仪探头安装在司钻操作处、圆井、一号罐、钻井液接受罐处，探头距离监测高度在0.3～0.6m，主机安装在干部值班室，最少配5台便携式硫化氢监测仪；配备12套正压式呼吸器，1台空气压缩机。（四）含硫油气井作业有关人员上岗前应接受硫化氢防护技术培训，经考核合格后持证上岗。（五）钻开油气层前，钻井队应向全队员工进行井控及防硫化氢安全技术交底，对可能存在硫化氢的层位和井段，及时做出地质预报，建立预警预报制度、撤离程序、告知井场周边人员和政府部门及村组负责人。（六）在钻开含硫地层前50m，将钻井液的PH值规定控制在9.5~10.5之间以上直至完井。（七）加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，在钻井过程中要储藏足够的除硫剂，充足发挥除硫剂和除气器的功效，保持钻井液中硫化氢浓度含量在50mg/m3下列。除气器排出的有毒有害气体应引出井场在安全的地点点燃。（八）第一级报警值应设立在硫化氢含量15mg/m3（10ppm），第二级报警值应设立在安全临界浓度硫化氢含量30mg/m3（20ppm）。井场应有明显警示标志：硫化氢浓度不大于15mg/m3（10ppm）时井场挂绿色警示牌；硫化氢浓度在15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）之间时，井场挂黄色警示牌；硫化氢浓度不不大于或可能不不大于30mg/m3（20ppm）时，井场应挂红色警示牌。含硫化氢油气井井喷或井喷失控后的解决程序（一）井喷失控后，在人员生命受到巨大威胁、人员撤离无望、失控井无但愿得到控制的状况下，作为最后手段应按抢险作业程序对油气井井口实施点火。符合下述条件之一时，应在15min内实施井口点火：1.含硫化氢天然气井发生井喷失控，且距井口500m范畴内存在未撤离的公众；2.距井口500m范畴内居民点的硫化氢3min平均监测浓度达成150mg/m3（100ppm），且存在无防护方法的公众；3.井场周边1000m范畴内无有效的硫化氢监测手段。若井场周边1500m范畴内无常住居民，可适宜延长点火时间。（二）点火程序的有关内容应在应急预案中明确，点火决策人由建设单位重要负责人或其授权的现场负责人担任。（三）点火人员佩戴防护器具，在上风方向，尽量远离点火口（不不大于30m）使用移动点火器具点火；其别人员集中到上风方向的安全区；硫化氢含量不不大于1000ppm的油气井应确保三种有效点火方式，涉及电子式自动点火装置。（四）点火后应对下风方向，特别是井场生活区、周边居民区、医院、学校等人员聚集场合的二氧化硫浓度进行监测。井喷失控后的解决程序（一）严防着火。井喷失控后应立刻停机、停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等井场处全部照明灯和电器设备，必要时打开专用防爆探照灯；熄灭火源，组织设立警戒和警戒区；在确保人员安全的状况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区；快速做好储水、供水工作，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水枪向油气喷流和井口周边设备大量喷水降温，保护井口装置，避免着火或事故继续恶化。（二）钻井工程监督、录井监督立刻向建设单位主管部门报告；钻井队应立刻向上一级主管单位或主管部门报告，按应急程序及时向本地政府和安全生产监督部门报告，协助本地政府作好井口500m范畴内居民的疏散工作。（三）设立观察点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范畴。在警戒线以内，严禁一切火源。根据监测状况决定与否扩大撤离范畴。（四）成立现场抢险指挥组，根据失控状况制订抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。（五）制订及实施事故解决的抢险方案时，要同时考虑与实施保护环境方法方案，避免出现次生环境事故。（六）抢险中每个环节实施前，应进行技术交底和模拟演习。（七）井控装置完好条件下井喷失控的解决：1.检查防喷器及井控管汇的密封和固定状况，拟定井口装置的最高承压值。2.检查方钻杆上、下旋塞阀的密封状况。3.井内有钻具时，要采用避免钻具上顶的方法。4.按规定和指令动用机动设备、发电机及电焊、气焊；对油罐、氧气瓶、乙炔发生器等易燃易爆物采用安全保护方法。5.快速组织力量配制压井液压井，压井液密度根据邻近井地质、测试等资料和油、气、水喷出总量以及放喷压力等来拟定；其准备量应为井筒容积的2～3倍。6.当含有压井条件时，采用对应的特殊压井办法进行压井作业。7.对含有投产条件的井，经同意可坐钻杆挂以原钻具完钻。（八）井口装置损坏或其它因素造成复杂状况条件下井喷失控或着火的解决：1.在失控井的井场和井口周边去除抢险通道时，要去除可能因其歪斜、坍毁而妨碍进行解决工作的障碍物（转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮塌的井架等），充足暴露并对井口装置进行可能的保护；对着火井应在灭火前按照先易后难、先外后内、先上后下、逐段切割的原则，采用氧炔焰切割或水力喷砂切割等方法带火清障；清理工作要根据地理条件、风向，在消防水枪喷射水幕的保护下进行；未着火井要严防着火，清障时要大量喷水，应使用铜制工具。2.采用密集水流法、忽然变化喷流方向法、空中爆炸法、液态或固态快速灭火剂综合灭火法以及打救援井等办法扑灭不同程度的油气井大火；密集水流法是其它几个灭火办法须同时采用的基本办法。抢险用井口装置按下述原则设计（一）在油气敞喷状况下便于安装，其内径不不大于原井口装置的通径，密封垫环要固定。（二）原井口装置不能运用的应拆除。（三）大通径放喷以尽量减少回压。（四）优先考虑安全控制井喷的同时，兼顾控制后进行井口倒换、不压井起下管柱、压井、解决井下事故等作业。（五）原井口装置拆除和新井口装置安装作业时，应尽量远距离操作，尽量减少井口周边作业人数，缩短作业时间。第九章附则本细则自颁布之日起实施。《公司钻井井控实施细则（第四版）》（浙油〔〕56号）同时废止。其它规定与本细则有相抵触者，以本细则为准。本细则由公司井控办公室负责解释。

附件1硬关井操作程序钻进中发生溢流时：（1）发：发出信号；（2）停：停转盘，停泵，上提方钻杆（带顶驱时为：停顶驱，停泵，上提钻具）；（3）关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；（5）关：关节流阀前端的平板阀；（6）开：启动液（手）动平板阀；（7）看：观察、统计立管和套管压力以及钻井液增减量，并快速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。2.起下钻杆中发生溢流时：（1）发：发出信号；（2）停：停止起下钻作业；（3）抢：抢接钻具止回阀或旋塞阀；（4）关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；（5）关：关节流阀前端的平板阀；（6）开：启动液（手）动平板阀；（7）看：观察、统计套管压力以及钻井液增减量，并快速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。3.起下钻铤中发生溢流时：（1）发：发出信号；（2）停：停止起下钻作业；（3）抢：抢接防喷单根或防喷立柱；（4）关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；（5）关：关节流阀前端的平板阀；（6）开：启动液（手）动平板阀；（7）看：观察、统计套管压力以及钻井液增减量，并快速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。4.空井发生溢流时：（1）发：发出信号；（2）关：关全封闸板防喷器；（3）关：关节流阀前端的平板阀；（4）开：启动液（手）动平板阀；（5）看：观察、统计套管压力以及钻井液增减量，并快速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。注：空井发生溢流时，若井内状况允许，可在发生信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。附件2防喷演习统计表格式防喷演习统计表井号：演习日期：年月日主持人值班干部司钻统计人班组演习工况演习人数完毕时间参加演习人员（签字）钻井队人员监督现场服务队伍人员其它单位人员演习状况讲评讲评人（签字）：附件3坐岗统计表格式坐岗统计表钻井公司井队井号值班干部时间工况井深m#罐m3#罐m3#罐m3m3钻井液出口处气泡、气味、流量（溢流、井漏）描述及因素分析观察员附件4低泵冲实验表格式低泵冲实验表井深m缸径mm泵冲n/min排量l/s泵压MPa钻井液密度g/cm3附件5油气上窜速度表格式油气上窜速度表钻头位置m油气层深度m迟届时间min静止时间min开泵至油气显示时间min油气上窜速度m/h附件6关井提示牌格式关井提示牌钻井队号：井号：设计井深：m上层套管最弱段参数尺寸：mm钢级：壁厚：mm抗内压强度：MPa地层破裂压力：MPa深度：m最大允许关井压力钻井液密度g/cm3最大关井压力MPa附件7井控装置图A.井口装置基本组合图图A.1图A.2图A.3图A.4图A.5图A.6图A.7图A.8图A.9图A.10图A.11图A.12图A.13图A.14图A.15煤层气井口和管汇装置组合

B.井控管汇组合图图B.121MPa压力等级节流管汇组合JJ3a常开J3b常关J10常关手动节流阀回收管线到钻井液罐J4半开3﹟常开4﹟常关J5常开J2a常开液(手)动平板阀井口J6a常开J6b常关排放管线J2b常开回收管线到钻井液罐J8常开J1半开液（手）动节流阀J9常关J7常开图B.235MPa或70MPa节流管汇YY3常关Y2常开1﹟常关开2﹟常开井口Y1常关单流阀图B.3压井管汇组合形式1图B.4压井管汇组合形式2

附件8钻井井喷失控事故信息收集表表8.1钻井井喷失控事故信息收集表（快报）收到报

告时间年月日时分报告单位报告人职务联系电话发生井

喷单位现场抢险

负责人职务电话事故发生

地理位置基本状况井喷发生时间钻机类型钻井队号井号井别井型水平井□定向井□直井□设计井深钻达井深垂深井眼尺寸目的层位钻达层位岩性构造地层压力设计泥

浆密度g/cm3实际泥

浆密度g/cm3表层套

管下深表层套

管尺寸技术套

管下深技术套

管尺寸有毒气

体类型H2S□CO2□CO□人员伤

亡状况有无自动点火装置井口装

备状况防喷器状况额定工作压力型号开关状态开□关□可控或失控可控□失控□节流管汇状况放喷管

线长度压井管汇状况辅助放喷管线长度内放喷工

具状况钻杆旋塞方钻杆旋塞井喷具

体状况喷势描述喷出物气□油□水□气油水□环境污染状况周边500米

内环境状况居民数量工农业设施名称及数量距离距离江河名称及

数量湖泊名称及数量距离距离已疏散

人群备注

表8.2钻井井喷失控事故报告信息收集表（续报）事故级别Ⅰ□Ⅱ□Ⅲ□Ⅳ□有毒气

体含量H2S()CO2()CO()关井压力立压(MPa)套压(MPa)现场气象、海况及

重要自然天气状况阴或晴雨或雪风力风向气温海浪高井喷过程简要描

述及初步因素设计及实钻

井身构造一开二开三开四开邻近注水、注

气井状况施工工况救援地名

称及距离周边道路状况已经采用的

抢险方法下一步将采

取的方法井场加重材料储藏重泥浆密度g/cm3数量M3钻井用水M3加重材料重晶石t石灰石粉t铁矿石粉t救援需求现场抢险组

构成人员名单姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话备注

附件9井控设备管理台账井控设备管理台帐上报单位：上报时间：序号名称型号规格生产厂家内部编号初次投产日期维修检查日期检修后投产日期使用井别使用状况备注1234567891011121314

附件10钻开油气层检查验收书钻开油气层检查验收书钻探公司：井队：井号：检查日期：图10.1钻开油气层检查验收书封面格式

说明检查验收者签字：钻井技术员：地质负责人：钻井液负责人：检查验收构组员：检查验收组意见：组长（签字）：年月日图10.2钻开油气层检查验收书阐明页格式

表10.1本井基本状况井号井别设计层位设计井深m钻达层位钻达井深m钻井液密度g/cm3设计及实钻井身构造一次开钻二次开钻三次开钻四次开钻邻近注水、注气井状况井号井距注水（注）气层位注水（注）气建议停注、泄压时间表10.2分段设计及实钻钻井液密度地层层位井